近年中国油气勘探开发形势及发展建议

　　近年来,中国的石油年新增探明储量明显下降,以致出现新增可采储量小于当年产量的情况,年产量也连续5年降至2×10t以下｡2015—2019年的平均勘探开发投资处于低谷是近年来石油储量､产量处于降势的原因之一｡中国天然气快速发展期的出现比石油晚一个“相位”,目前仍处在快速发展的平台上｡中国页岩气近10年来已获得良好的起步,但应看到已获得的探明储量仅限于四川盆地东南部的五峰组—龙马溪组页岩｡鄂尔多斯盆地西南部延长组7油层组已获得页岩油探明储量并开始建设开发实验区,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油也获得重大突破并有望在储量､产量上取得大的进展,但应注意到中国页岩油的开发难度大､经济开发门槛高｡致密(砂岩)油气是近期中国非常规油气中可望获得较快进展的领域,其中,鄂尔多斯盆地和四川盆地是其增储上产的主力地区｡煤层气的进展与最初的期望差距较大,需要对其赋存条件和开发技术作认真研究｡建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替评价,并提出了5个优选区和领域;倡议设立勘探基金以支持开拓性的勘查项目,提出应以服务市场经济为导向对储量审定的相关规范进行补充修改｡

　　“十三五”(2016—2020年)规划以来,世界油气格局和中国油气勘探开发形势发生了重大变化,引起业内外人士普遍关注｡目前,面对“十四五”(2021—2025年)规划和今后的发展,如何认识油气(包括非常规油气)的发展形势与存在问题､发展战略上需要有何新的思维和举措正展开热烈的讨论｡笔者以常规石油和非常规油气为讨论重点,在分析近年油气上游形势的基础上提出几点建议｡

　　21世纪以来中国油气产量､储量及有关参数的“权威”数据记载于历年的全国油气矿产储量通报中｡深入分析其中各类数据间的关系及其变化趋势,一方面可对油气发展形势有宏观性认识,另一方面也可暴露其中存在的问题｡这是笔者讨论油气发展战略的重要出发点之一｡

　　进入21世纪以来,石油累计探明储量在起伏中有所增长,其中2004—2012年增长速度较快,其后趋缓｡这种变化趋势在石油年(勘探)新增地质储量上表现更为明显,即在2012年达到峰值15.22×108t,随后总趋势下降,特别是在2016—2018年,新增地质储量连续3年小于10×108t,并在2017年降至近年来的最低值8.77×108t｡2019年,由于勘探投资较前两年大幅度增加,新增探明地质储量上升为11.24×108t,但受新冠疫情及投资不足的影响,预计近年仍将面临新增探明储量升幅较小或同比下降的局面｡更令人关注的是,2007—2012年原油的新增探明技术可采储量皆大于2×108t,而2014年以后绝大部分年度的新增探明技术可采储量小于2×108t｡例如,2008年与2019年相比,新增探明地质储量大致相当,但新增技术可采储量却由2.05×108t降到1.61×108t(图1);2006年与2018年相比,新增探明地质储量相近(分别为9.49×108t和9.59×108t),但新增经济可采储量却由1.71×108t降到1.36×108t(下降20.5%)｡显然,近年来原油新增探明地质储量的品位明显降低｡

　　近年来,业外人士常对油气生产形势提出质疑,如勘探取得巨大进展,探明储量约达10×108t/a(甚至可达15×108t/a),但为何产量却徘徊在约2×108t/a,开发工作者还经常说“等米(新增探明储量)下锅”呢?

　　中国对社会公布的油气储量通常指地质储量,但其仅有一定比例可被采出,这一比例即采收率,对应的储量即为可采储量｡2006—2018年,中国的油气可采储量按开发技术水平和有无经济效益两个标准划分,分别为技术可采储量和经济可采储量,因而对应两种采收率｡显然,后者应低于前者｡全国油气矿产储量通报给出了技术可采储量的采收率,而从市场经济要求出发,应当更强调经济可采储量及其采收率以及与之相应的剩余经济可采储量,并在此基础上进行油气形势分析｡然而,2019年的全国油气矿产储量通报却取消了经济可采储量,仅保留技术可采储量｡应该说明的是,为了论述的连贯性,考虑到2019年的情况与2018年基本相似,笔者按2018年地质储量与经济可采储量的关系推断了2019年原油的经济可采储量｡图表中所涉及的全国油气矿产储量通报未载明的各种参数均为笔者计算结果｡

　　众所周知,在石油工业上游的统计中,石油包括原油和凝析油,后者占石油总储量产量的比例相当小(2019年仅为总产量的1.9%)｡考虑到凝析油与天然气的关系更加密切,为了突出石油产出和利用的制约因素,在许多研究工作中有时仅统计原油,这可以使得讨论更加简明､因果关系更加突出,如可以2018年原油储量的有关参数为近年情况的代表(表1)｡

　　中国70余年来已经进行过两轮(次)全国性油气勘探战略展开,近年来主要在已进行了长期规模开发的老油区､老领域中进行勘探,这也导致新增储量的品质难免逐步下降,经济可采储量的采收率也有所下降｡2015年､2017年和2018年原油的采收率分别为16.2%､13.1%和14.1%｡勘探开发上把年探明(经济)可采储量与当年产量的比值称为储量补充系数,该系数小于1意味着剩余(经济)可采储量下降｡2011年､2015年和2018年的储量补充系数依次为1.15､0.90和0.83｡2019年的全国油气矿产储量通报未给出经济可采储量,但其各种条件与2018年基本相同,故可按2018年的采收率16.7%推算2019年的新增经济可采储量为1.82×108t,相应的储量补充系数为1.006｡以上数据表明:近年原油的新增经济可采储量从勉强超过当年产量转变为总体上小于当年产量,累计经济剩余可采储量趋于减少｡以上论述似乎可以回答业外人士提出的问题｡

　　剩余可采储量是石油生产赖以持续的基础,直接影响着目前和今后的产量｡2015年以来,累计剩余经济可采储量已从缓慢的升势转变为缓慢的降势｡2019年的新增地质储量有大幅度增长,技术可采储量和经济可采储量有小幅度增长(图2),其主要动力来自投资的大幅增加,但笔者预计这个因素在短期内很难再现。

　　21世纪以来,年新增原油探明储量由增转降的拐点在2012年,产量趋势变化的拐点出现在2015年(其原油+凝析油的产量为2.0328×108t,其后降为2.0000×108t以下)｡显然,年新增原油探明储量降低是产量由升转降的前因｡这也从另一个方面说明,目前“库存的”可以进行新建有经济效益产能的储量已经不多,新增储量上不去,产量的增长会很快受到影响,也即开发上产中所谓的“等米下锅”｡

　　原油产量在2001—2010年的平均增长量为350×104t/a,年增长率为2.0%;2010—2015年,平均增长量为204×104t/a,年增长率为1.1%;2015—2018年,平均增长量进一步降为-768×104t/a,年增长率为-4.0%｡可以看出,即使各大油气公司努力增储上产,也难以完全弥补老产区原油产量的自然递减,只是在一定范围内减少综合递减的状况,但产量仍然呈现降势。2019年,由于上游投资大幅度提升并超过了近年的最高值,原油产量才有小幅度提升,但仍低于2×108t,原油年产量同比仅增加89×104t,年增长率也仅为0.5%(表2)｡

　　从储产比(剩余经济可采储量与当年产量的比值,即在不降低产量的条件下,现有剩余经济可采储量在理论上可采的年限)也可明显反映出近年来原油的产量变化｡2001年和2015年原油的储产比分别为15.26和12.54,2018年的储产比为14.45,2019年的储产比根据笔者对新增剩余经济可采储量推算,为14.37｡原油的储产比总体呈降势｡考虑到今后新增储量更加困难,这组数据可能对石油未来的持续发展产生更明显的影响｡

　　随着天然气勘探经验的积累,特别是国家天然气科技攻关项目在连续3个五年计划中取得的进展,20世纪末期天然气探明储量开始出现跃增｡天然气年增长地质储量从多年在数百亿立方米水平上徘徊,到20世纪90年代,平均增长地质储量为1537×108m3/a｡进入21世纪以来,天然气增储的幅度加大｡2000—2008年,天然气储量的平均增长量为5415×108m3/a;2009—2019年,天然气储量的年增长量起伏较大,但平均增长量仍达7461×108m3/a｡仅从近几年来看,在勘查投入量保持上升的条件下,储量增长在8000×108m3/a以上(图3)｡可以预测,在及时开拓新区､新领域和保障勘探投资的情况下,今后一段时间内天然气增储的动力仍比较充足,新增天然气储量在近期仍将处在高平台区｡

　　上文中笔者以原油为主体做了若干统计分析｡天然气也采用同样的思路,对其以气层气为主体作数据列表分析｡这不仅因为溶解气的储量和产量控制因素主要与石油有关,也因为其占天然气产量的比例较低(据2019年资料统计,溶解气占比为6.3%)｡

　　2018年,气层气经济可采储量的补充系数为2.44､储产比为30.29(表3),明显高于表1中对应的石油的两个参数｡这些参数值也从一个侧面说明天然气的生命周期处于青年期,仍有较大的增储上产潜力｡

　　从气层气储量的未开发率来看,2006年(累计)经济可采储量的未开发率为55.0%,而2018年该值为36.7%(表3)｡显然,随着开发力度的增加该参数有明显降低,但该值却明显大于2018年石油(累计)经济可采储量的未开发率(12.6%)｡分析其原因有二:①天然气的大批储量为近年的新探明储量,受下游设施滞后的限制,开发明显难以快速增长;②部分探明储量在目前的气价及相关的条件下无法产生经济效益,难以动用,这与石油的情况是一致的｡为此,今后应该用更合理的气价,结合实际的生产总成本对其经济可采性进行更严格的重新评估,并做出适当的校正。

　　对一个独立的油气田或油气区来说,其发展过程具有一定成长—衰亡生命周期,其产量变化类似于正弦曲线,曲线的每一个阶段可以称为一个“相位”｡对于全国产量从低位缓慢爬升的“童年”阶段向快速上升的“青年”阶段的转变点,石油可取大庆油田批量投产的1965年作为时间点,该年的石油产量达1131×104t;天然气则可取1976年作为时间点,该年的天然气产量约为101×108m3,以匡算常采用的1000m3折合1t油当量计,约为1010×104t油当量｡如此,以“青年”期的起始点计,气比油晚了11年｡此后,石油的上升曲线表现为两段式:前段从1965年至1978年表现为产量急剧上升,达1×108t;后段从1978年至2015年表现为产量在起伏中缓慢上升(其峰值产量为2.15×108t),但其后至今呈总体缓慢下降｡今后若没有战略性措施,这种降势很可能有所持续｡与之相比,1976年后的天然气产量曲线却表现出与石油有所不同的两段式:前段表现为相对缓慢抬升,至2004年产量接近400×108m3､平均年增长率为5.02%;后段从2004年至2019年表现为总体快速上升,虽在2015年和2016年有小幅下降､平均年增长率仍为9.29%,到2019年,天然气产量约为1.5×108t油当量(图4)｡比较天然气和石油的产量曲线可以发现,天然气的后段抬升趋势可以与石油产量前段的快速上升相比拟,显示出明显的后发优势且直至现今仍有相当旺盛的生命力｡笔者曾预测,如能及时开展新一轮新区､新领域战略开拓,在新发现的储量中天然气将明显大于石油｡这意味着目前的天然气产量距离可能达到的峰值还有一定的时间,天然气还有持续上产的潜力｡

　　广义上讲,非常规油气是与常规油气相并立的概念,泛指必须以与常规油气不同的思路､方法开发的油气资源｡中国从生产实际出发,常使用狭义的概念,主要指页岩油､页岩气､致密砂岩油､致密气和煤层气等｡至于重(稠)油等,由于开发较早,其储量和产量已长期并入常规油计算。

　　21世纪初期,美国成功开发了页岩油气,其储量和产量的迅速增长改变了美国油气在世界上的地位并引起了全球的强烈关注。中国油气界紧随其后迅速掀起了对中国页岩油气资源的评价和勘探开发热潮｡首先把开发比较容易的页岩气列为独立矿种,在区域评价选区的基础上,优选上扬子地区四川盆地东南部下古生界五峰组—龙马溪组页岩层系作为示范区;取得突破后,由中国石油天然气集团有限公司(简称“中石油”)､中国石油化工集团有限公司(简称“中石化”)两大公司集中力量进行面积性勘探开发｡2014年,页岩气的系列数据首次出现在全国油气矿产储量通报中:探明地质储量为1067.5×108m3,经济可采储量为134.74×108m3,产量为12.25×108m3｡2014—2019年,页岩气地质储量的平均增长量为3406×108m3/a,平均年增长率为76.1%;产量的平均增长量为28.35×108m3/a,平均年增长率为65.9%｡以2019年的累计探明地质储量和产量计,页岩气分别占全国天然气的11.4%和10.4%｡可以说,页岩气的发展在中国有良好的起步｡

　　页岩气的发展必须注意到潜在的若干问题｡其一,从全国范围来说,页岩气的经济性突破有相当大的空间和层系局限性｡四川盆地东南部的页岩气在获得勘探突破后,在与之紧邻的四川盆地东南侧､南侧山区和中､下扬子区,一些油气公司也选择条件较好的地区在同一层系(五峰组—龙马溪组页岩)打水平预探井,其中,若干井在实施大型压裂作业后经测试曾取得相当好的初期产量,但后续很难在较大面积上取得理想成果｡从整个区块的角度来看,至今未获得探明储量｡分析看来,后期强烈构造改造和隆起造成的保存条件缺陷是一个重要的制约因素｡其二,即使在获得储量的四川盆地产区,目的层埋深也多在3500m以浅,单井开采成本可降至6500万元(而美国单井开采成本通常约在3000万元,但近期在低油价打击下许多中小公司已面临亏损倒闭)｡几年的勘探实践证明,当进行大规模(面积)联片开发时,目前的页岩气生产有经济效益｡尽管某些产量较低井区的效益已接近经济下限值,但向深层特别是向4000m以深开拓时,在国家经济补贴完全取消后将难以达到经济开发的要求,难以形成规模化商业开发的局面｡根据目前的资源量测算,四川盆地3500~6000m的页岩气资源量占盆地总资源量的70%以上,对这部分深埋的页岩气还需进行攻关｡其三,为了降本增效,页岩气的开发往往采取工厂式面积开发,成排的作业线上密集部署钻井平台,而每个平台又向侧方伸出密集的水平井。第一批钻井完成后不久就要实施后一批钻井,以保持产量的增加或稳定｡当整个页岩油气田面积很快地得到充分开发后,如果没有新产区/新产层接替,其产量将会迅速下降｡换言之,为了保持页岩油气产量的持续增加或稳定高产,需要不断地投入大量开发资金去进行老油气田生产的战术接替和产区/产层的战略接替｡

　　页岩油尚未列入独立的油气矿种,其储量､产量数据汇总于常规油气中,故全国油气矿产储量通报中未见有页岩油探明储量和产量的确切记载,而多种文献和报纸中所见的零星报道不但论述模糊且多有矛盾之处,难以据此分析｡从术语含义上讲,页岩油气应该是赋存于页岩层系(生烃岩发育层段)内的非常规油气藏,即“源内成藏”,故不能排斥产出页岩油的“甜点”层可为泥质粉砂岩甚至碳酸盐岩｡

　　在引进页岩气勘探的同时,中国也开始对页岩油进行选区评价和预探,并在各大盆地皆有不同程度的发现｡如大港油田的页岩油水平井———官东1701H井和官东1702H井,自喷时间超过260d,实现原油产量稳定在20~30m3/d,另有15口直井也获得“工业油流”;官东1701H井最高产油量66.8t/d｡胜利油田济阳坳陷已有35口井的初期产量达“工业油流”标准,累积产油量超过万吨的井有5口;在鄂尔多斯盆地西南部,延长组7油层组已建成页岩油开发示范区,庆城油田､新安边油田的探明储量分别为3.58×108t､1.00×108t;在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组,水平井/直井压裂后获得多处发现,据报道“已发现十亿吨的页岩油储量”､“力争实现200×104t的上产目标”｡

　　经过初步探索,目前对中国页岩油的开拓有了新的认识。石油的分子远大于天然气,可流动性也远低于天然气｡能否获得具有经济效益的页岩油,关键在于其需要有较好的流动性且易采出｡这就使得页岩油需要达到中—高有机质成熟度､油质较轻､黏度较低､含较多的溶解气并且往往具有较高的压力系数和含油饱和度｡此外,还需要有较好的封闭保存条件,避免后期的氧化和逸散｡初步看来,储层的弹性驱可动油量和溶解气驱可动油量均随深度增加而增大,从储层岩性来说,对其可压裂性和孔渗条件的要求比页岩气更高｡东营凹陷已取得的研究认识认为,游离油赋存和大量富集的孔径下限分别为10nm､30nm,在济阳坳陷沙河街组,游离油赋存的孔径下限为5nm,可动油赋存的孔径下限为30nm,此外,岩石孔隙需要有一定亲油的微观湿润性｡中国页岩油经济开发所需的静态平衡油价初步评价认为是75.7美元/桶,如此高的经济门槛将是页岩油开发的一个重大影响因素｡

　　中国页岩油气进一步发展的前景也可借鉴美国页岩油气区的近况来认识｡美国页岩油气的开发主要依赖大量中小公司,其融资通常通过私募借贷等方式进行,投资周期通常在3~5a｡这些公司如果不在最初单井高产的数年内偿还投资借贷,将很难再取得新的去打大量新井,许多中小公司也将因此难以为继､面临破产｡在新冠疫情和低气价的叠加打击下,一大批中小油气公司已进入或即将进入破产程序｡即使像怀特石油､加利福尼亚资源和切萨皮克能源(后者的创办人曾被称为页岩油气之父,其公司据称曾居美国天然气公司的第2位)等著名的公司亦难以幸免｡某些实力雄厚的国际公司的页岩气经营也陷入亏损,需缩减低效益井的产量｡事实上,近年来美国石油产量的降低正是源于页岩油产量因油价过低而产生的减产｡如果今后较长时期处于供应过剩的状态,国际油价将长期处在40~50美元/桶的水平上｡这将会对美国,特别是对中国页岩油气的发展有着重大的负面影响｡

　　综上所述,中国页岩油气的开拓在取得巨大成绩的同时也存在重大的问题｡“中国今后的油气增产主要靠页岩油气”之说尚待实践验证｡近期内页岩油的开发和持续增产的成本能否达到经济高质量发展的要求､能否适应市场化改革所要求的生存和自我发展条件,还存在一定的不确定性｡业内关于“中国迎来页岩油气革命了吗”的质疑值得重视｡

　　全国油气矿产储量通报尚无致密油气储量和产量的统计数据｡由于对致密油气属性的界定范围不同､统计口径不同,不同作者的论文和专著中给出的致密油气储量数值也有相当大的差别｡据魏国齐等统计,2000—2016年中国新增天然气储量中致密砂岩气为5.13×1012m3､占47.7%,而同期常规砂岩气1.36×1012m3､占12.6%;按照邹才能等所提供的2017年数据,笔者计算致密气产量占非常规天然气产量的72.3%,占全国天然气产量的34.2%;按照张国生等给出的数据,2018年致密气､页岩气､煤层气的产量依次为380×108m3､108×108m3､54×108m3,笔者据此计算,其依次占3种非常规气之和的70.1%､19.9%､10.0%,共占全国天然气产量的33.8%｡综合以上数据不难看出,无论新增储量还是产量,致密砂岩气在全国天然气中都占相当重要的地位,也列于非常规气之首｡

　　中国的致密气主要形成于大型克拉通盆地内,首要产地在鄂尔多斯盆地深层的上古生界和中生界底部｡中石油已将以苏里格气田为中心的致密气产区扩大到近6×104km2,形成超过4×1012m3储量的大气区｡中石化在鄂尔多斯盆地北部大牛地—东胜—杭锦旗地区的致密气产区也有形成大面积基本连片气区之势｡可以说,鄂尔多斯盆地正是由于近年来致密气和页岩油储量､产量的持续快速增长而使其跃居全国各盆地油气产量(当量值)的首位｡四川盆地三叠系须家河组储层的属性为超致密,气藏超压,形成以安岳､广安地区为主体的产区,探明储量近1.3×1012m3｡笔者据全国油气矿产储量通报统计,在2000—2016年,按中国储量规范划分的低渗—特低渗储量(其大部分可能属于非常规致密储层)占全国新增天然气储量的均值达91.6%｡

　　与页岩油与页岩气之间的关系类似,致密油的勘探和效益开发要比致密气困难得多｡致密油的主产地在鄂尔多斯盆地,储层为延长组｡2014年在鄂尔多斯盆地探明了中国第一个地质储量过亿吨的新安边致密大油田｡2008年,鄂尔多斯盆地致密(超低渗透)油藏的产能为30×104t,2018年迅速上升到800×104t｡依托长期开发的基础,目前在盆地内已建成4个致密油开发示范区,据称可形成近10×108t的大油区｡笔者据全国油气矿产储量通报统计,在2000—2016年,按中国储量规范划分的低渗—特低渗储量(其绝大部分可能属于致密储层)占全国新增石油储量的均值达83.6%｡

　　广义的煤层气开发包括地下煤矿抽采和地表钻井开发,狭义上仅指后者｡地下煤矿抽采开发开始较早,但产量不大､利用率低且多数无确切的统计数据,因此,在工业性规模开发时仅采用狭义概念｡中国在20世纪90年代初已开始在河北大城地区和山西柳林地区(笔者之一参加了后者的工作)进行小规模的煤层气勘探开发试点｡1996年,中国成立了由地质､石油､煤炭三部门出资组建的中联煤层气有限责任公司并开始全国性的研究和重点地区的勘探｡起初,由于资金不足,煤层气的勘探进展缓慢｡2005年,全国煤层气探明储量为1023×108m3､产能为1.7×108m3/a(但全国油气矿产储量通报记载的产量数为0);2016年,煤层气探明储量为6928×108m3､产量为29.15×108m3/a;2019年,煤层气的产量为38.63×108m3,新增地质储量有所下降,致使累计地质储量呈下降趋势(图5)｡按笔者所推定的剩余经济可采储量计,2019年煤层气储量的补充系数仅为58.6%(表5)｡总之,煤层气发展缓慢,在连续3个五年计划中,其产量未达预定指标｡以2019年的产量计,煤层气仅占“三气”(天然气､页岩气､煤层气)之和的2.3%｡

　　对煤层气发展形势的分析应特别关注如下几点｡第一,对中国煤层气资源赋存特点的认识不够｡笔者在对中国常规油气资源量进行评价的同时,也采用类似思路,在缺少煤层气实际开采数据的情况下依据少量地质资料对煤层气的资源量做了估算｡在煤层气的资源量中,高煤阶､中煤阶和低煤阶煤层气各占32%､37%和31%,但近30年的资料显示,三者的探明储量依次占94%､3%和1%,产量依次占80%､13%和1%(在计算中少数储量值无法简单归属其类型)。资源量评估与实际储量､产量的构成比例存在如此巨大的差异说明对煤层气赋存特点的理论认识和中国煤层气资源赋存特点的分析存在很大缺陷,也说明中煤阶,特别是低煤阶的勘探开发存在不少问题｡第二,煤层气的储量未开发率一直明显高于常规气和页岩气｡表5显示,各种煤层气储量的未开发率都约在80%,与此相对照的是近年来产量呈下降的趋势｡这表明已探明的储量其经济可动用性甚差｡此外,煤层气的3种储量未开发率之间的差别如此之小也从另一侧面说明,没有对储量的技术可行性和经济可行性进行切合实际的认真分析｡从目前能取得效益的经济门限看,埋深在800m以浅的储量大部分能动用,而中国近80%的煤层气资源却在埋深更深的地区｡这使得至今能进行工业性开发和规模上产的地区仅局限于沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘某些中—高阶煤层且构造稳定性强的地区｡第三,与油气生产高度稳定地集中于三大国家石油公司[中石油､中石化､中国海洋石油集团有限公司(中国海洋石油总公司,简称“中海油”)]不同,煤层气的主管部门相对分散,且变更较大｡曾作为煤层气主体开发公司的中联煤层气有限责任公司,随着原三大股东先后撤出,其后被中海油收购｡此外,还有许多地方性小公司经营煤层气,仅全国油气矿产储量通报所载就有8个小公司介入｡这种情况使得科学管理较为困难,再加上资源禀赋不良､重要技术不过关,使其经济效益较差,许多区块为亏损经营｡这也导致三大石油公司都需对其煤层气专业分公司给予不同程度的补贴,许多地方性公司的发展也陷入停顿状态｡第四,煤层气勘探开发进展很不理想的另一个重要原因是投资明显不足｡仅以国家补贴计,对煤层气开发的补贴起初为0.2元/m3,2016年增至0.3元/m3,多数年份低于页岩气开发的补贴｡但煤层气的开发难度在许多方面比页岩气更大(仅以单位产能建设的投资来计算,是页岩气的4~5倍)｡

　　以往对勘探开发形势的讨论往往多关注于勘探思路､部署正确与否的影响,而对勘探开发投资增减的影响关注不够｡但在目前形势下,后者的影响却相当明显｡笔者对此进行专门讨论｡

　　中国自改革开放以来,国家石油公司的资金投入主要来自于其利润,而利润又与国际油价密切相关｡2011—2014年为高油价期,年均布伦特油价均高于97美元/桶,最高在2012年达111.67美元/桶｡其后,为延续时间较长的低价期,2015年和2016年的年均布伦特油价仅相当于2014年的52.7%和42.4%｡中石油在2014年的上游利润高达1868.9亿元,在2015年和2016年的上游利润仅分别相当于2014年的25.2%和32.2%;而中石化在2016年竟出现了366.41亿元的巨额亏损,降幅之大令人咋舌(图6)｡从图6还可看出,中国三大国家石油公司的利润以中石油的占比最高,以2014年为例,中石化､中海油的年利润分别相当于中石油的25.2%和32.2%｡

　　在勘探开发的思路和部署基本符合实际的基础上,上游投资的保障将成为影响勘探开发成果的重要因素｡中国近年来油气勘查投入的高峰出现在2011—2014年,2015年和2016年属于投资的低谷｡这种变化恰与三大国家石油公司年利润值的变化趋势相吻合｡2017年以来,油气勘查年投入量的持续增长也导致了石油年新增储量的增长｡特别是在2019年,勘探投入比2018年增长了29.0%(图7),这使得年新增地质储量也同比增长23.6%,产量扭降为升,同比增长0.5%｡在全国的上游投资中,三大国家石油公司本身的投入占绝大部分,以2018年为例,共占全国的91.76%,而其中仅中石油就占52.36%｡

　　2015年以来,国际油价为持续下降的背景｡2020年叠加了新冠疫情的严重影响,使得该年乃至近期全球油气企业上游投资大幅度缩减｡多数机构和专家认为,此后国际油价将较长时期处于中等偏低的水平｡中国虽然疫情结束较早且采取了正确的恢复经济对策,但油气上游投资也难免受较大影响｡这在2020年上半年三大国家石油公司的半年报中已有明显反应｡三大石油公司营业收入均出现大幅度缩水｡其中,以作为生产主力的中石油所受的影响最甚,上半年营收同比下降22.3%,出现近300亿元的净亏损;中石化得益于下游营收所占比例较大,扭亏为少量盈利,但营收产生的现金流却同比下滑54%;中海油的销售收入同比下降三成,净利润同比下降65.7%｡在这种情况下,油气公司虽千方百计降本增产,使中国上半年的原油产量同比增长了2.0%,但其中有些生产成本高于油价可能也是中石油出现巨额亏损的原因之一｡由此看来,在今后一个不短的时期内,国际油价低迷､油气勘探开发投资下降的总体趋势将在一定程度上影响着中国,或将导致中国对上游的投资再度趋于降势｡今后若无国家政策的特殊扶持和对勘探开发的专门投入,仅靠从国家石油公司利润中提取的上游投资,将致使中国石油储量､产量的相对稳定或持续增长遇到相当大的困难｡

　　进一步分析近年来上游投资的构成可以发现:①在经历了2014—2016年投入连续大幅下降之后,2017—2019年勘查投入的持续增加所带来的储量､产量增加将有一个滞后期｡在石油增储上产的巨大压力下,其储量(特别是经济可采储量)的年增长率仍然低于勘查投入的年增长率,尤其是产量的年增长率明显低于开发投入的年增长率(表6)值得特别关注｡如在连续2年开发投入大量增长的背景下,2019年开发投入增加了24.4%,原油产量同比仅增长1.1%,这表明新增储量的品质大幅下降,以致在越来越强调生产经济效益的情况下,在新增储量上建设产能､增加产量碰到了相当大的困难｡②勘查投入占上游投入的比例偏低且有继续降低之势｡如该比例由2016年的28.3%降低到2018年的23.9%;2019年的情况较宽松,勘查投入同比上升了29.9%,而勘查投入占上游投入的比例却仅仅增加了0.6%｡这反映出在强大的增产压力下,上游不得不把更多的投资投入到当年的开发上产中,使勘探投资明显不足,出现“欠账”｡③在勘查投资中,大部分资金投入了老油区,这就削弱了早该着手进行的新区､新领域战略性接替｡这在作为新领域的非常规油气上表现更为明显｡据2017年数据(在近年油气投资额中居中位)计算,煤层气的勘查投入为24.19亿元､占全国油气勘查投资的4.1%,开发投资为15.95亿元､占全国油气开发投资的0.5%｡此外还应看到,煤层气发展困难､效益下降的状况反过来也迫使各大油气公司缩减对其投资,将有限的投资转移到可获得更多效益的油气矿种上,从而导致其投资越来越少｡以煤层气单位开发区块的投入强度计,2012年为6.36万元/km2､2017年为3.24万元/km2,后者仅为前者的51%｡

　　综上所述,近年来油气工业系统投资构成的比例出现一定程度的失调｡整体上看,上游投资偏低､上游投资中勘探比例偏低､勘探中对新区新领域的开拓投资偏低｡这些情况的持续将导致上游生产呈现“有招架之功､无还手之力”的被动境地｡由此看来,主要依靠勘探开发程度相当高的老区加大上游开发投入已很难促使全国再度出现储量､产量蓬勃上升的局面｡

　　作为反映全国油气上游储量､产量变化的“权威”,全国油气矿产储量通报所积累的大量数据成为研究中国油气上游发展形势的宝贵依据｡与改革开放前全国处于计划经济时期有关,最初的储量通报强调并对社会公开发布的仅是反映已探明的地下油气储藏量———地质储量(这种思路一直影响到现在)｡在计划经济体制下,油气普查勘探列为基础建设项目,其所取得的成绩表现在所完成的勘探工作量和探明地质储量上,而由于当时油气甚为缺乏,似乎钻采出的油气均有经济价值｡退一步说,即使某些油井/油田的生产难以获得经济效益,大量高产井的存在也不会影响到油气工业的整体状况｡在对内公布时也给出(技术)可采储量和相应的采收率｡应该注意到,在初期发现的产能较高的较大油田上,依据数量较少的井短期试采求得的采收率“标定”值往往是比较高的,尚缺乏对长期开采后实际可采储量的校正｡但这种初步“标定”的采收率却成为许多油田(包括含油饱和度不高､可采性相当差的油田)确定采收率时的对标参照值｡对于来不及深入试采的新油田,依照此标定采收率计算,得出的可采储量往往是偏大的｡为此,储量规范要求根据开发后所取得的实际资料,定期对以往计算的采收率和可采储量进行校正｡每年的油气矿产储量通报都指出年勘探新增各类储量和核算增/减储量,并给出该两个值合计的净增长储量,但在业内常被关注和社会上常引用的却是未经校正的勘探新增储量｡

　　在实际工作中,由于多方面的原因使得根据新增加的大量资料和数据去核校采收率复算储量的工作进行得不够顺利｡如大庆油田的白音诺勒､二站等“油田”已开发地质储量和产量一直为0,但其地质储量仍未被删除;准噶尔盆地的莫索湾油田未开发储量和产量长期为0,但在多年的油气矿产储量通报中却仍然保有着近50×104t的剩余可采储量｡工作中出现大量落实可采储量的工作不够,甚至出现只承认核算后储量增加而避免核减的倾向｡久而久之,在全国油气矿产储量通报的可采储量中,实际不可采的比例越来越大,这表现为储量的未开发部分越来越大,严重影响着开发工作的发展｡针对这种情况,从2006年开始,中国对可采储量进行了进一步地划分,将被认为是可以进行效益开采的部分以“经济可采储量”增列入储量通报中,而把过去储量表中的可采储量前加上“技术”二字为其限定｡但令人费解的是,全国油气矿产储量通报继续保留着技术可采储量的采收率,却没有列出更重要的经济可采储量的采收率｡更值得关注的是,在2019年的储量通报中取消了经济可采储量的相关数据｡

　　随着市场化改革的深入,对石油生产的经济性的要求越来越高｡为适应这一要求,2007年以来,全国油气矿产储量通报不但在累计地质储量和技术可采储量,在经济可采储量中也标出已开发和未开发部分的数量｡但开发实践表明,在上产压力很大､产能建设“等米下锅”的情况下,经济可采储量中有相当一部分长期来说仍不能开发(且随着新增储量品质趋向变差而使得不能动用部分的数量和比例将越积累越多),这部分储量仍被归属于“经济可采”储量就大可质疑｡如在年均布伦特油价达65.1美元/桶的2006年,累计经济可采储量中未开发量为6.88×108t,未开发率为10.4%;在年均布伦特油价达111.7美元/桶的2012年,经济可采储量中未开发量和未开发率分别为9.98×108t和12.1%;到年均布伦特油价为64.2美元/桶的2019年,以上两数据分别扩大到11.63×108t和16.1%｡2012年的国际油价为2006年的171.6%,效益采油的经济门槛大幅下降,而未开发率不但没有下降,却上升了4.0%｡以上的诸多数据反映,即使增加了经济可采储量的栏目并且列出了其未开发率,也仍然没有达到反映其真实经济价值的目的｡这造成了经济可采储量和剩余探明可采储量以及储产比等一系列数据失真,将在相当大的程度上偏离储量审定的原则,影响着对中国油气形势的正确评价｡

　　20世纪50—60年代,在计划经济思想指导下油气工作的首要任务是找到地下蕴藏的油气,于是形成了预测储量､控制储量､探明储量的储量系列并以探明储量作为最后成果向社会提供｡储量系列主要反映地质勘探工作者对地下资源的认知逐步加深､逐步接近实际｡在开发实践相当缺乏的条件下,探明储量所给出的可采储量只能是有相当或然率的预测值｡这些特点都反映在20世纪的全国油气矿产储量通报中｡其优点是以一系列递进的参数反映对地下油气资源认识的客观过程,并方便认识深化后的系列数据的修改;其缺点是在实践中没能充分吸收开发中所产生的丰富资料,并以此修正此前所得到的认识和数据系列,因而会出现上面所指出的许多问题,特别是经济可采储量有相当部分不具有实际可采性的严重缺陷｡探明储量也可从另一个侧面反映目前勘探与开发一体化的工作还应更加深入地进行,即必须一直延续到开发的全过程｡在市场经济条件下,石油公司和社会最需要的数据不是勘探家所关心的地质储量,而是直接为正在进行的石油生产服务､为经济服务的剩余经济可采储量｡剩余经济可采储量作为固定资产之一,在公司会计管理中被列为最基础的数据｡正因为如此,在国际通用的各种统计报表中不需特别指明储量即剩余经济可采储量｡从市场经济体制来看,剩余经济可采储量才是石油公司上游必须向社会报告的基础数据｡

　　显然,对储量的计算审批体制进一步的完善改革是一个牵扯到多方面的相当复杂的系统工程。需要动员各方面力量深入讨论并逐步实现｡笔者提出这一问题,目的是引起各方面的关注,配合体制改革的深入把这一事项提到工作议程上来｡

　　油气是不可再生的资源,油田/油区的开发有着客观的生命周期｡为了生产的稳定或持续提高,必须同时进行两方面的工作:①在老油区实施战术接替,持续挖掘潜力､增储上产;②及时开拓新区新领域,进行生产的战略接替｡从中国的实际出发,就是必须尽快开展第3轮油气勘探战略评价｡实际上,这项工作在21世纪初已经有组织地断续进行并取得了很重要的成果｡张抗等据截至2018年的资料对该项工作的优先指向作了初步讨论｡这里仅据新资料､新认识做进一步补充｡

　　按照中国有关规范对钻井和储存深度分类的规定,2016年新增原油储量中,深层—超深层仅占6.7%｡准噶尔盆地2018年的钻探井有150余口,其中,深度大于4500m的钻探井有56口､大于6000m的钻探井有9口､大于7000m的钻探井有仅有2口。因此,深层特别是超深层属于盆地勘探的新领域｡这一领域可分为2个类型:大盆地内部的深层—超深层和大盆地边缘逆冲—推覆构造带的中､深部构造(形变)层｡大盆地从中—上元古界到新生界发育多个烃源岩层,相应地有多期成藏､多期改造,在多个储层中形成原生､次生油气藏｡近年来,大盆地钻井向深层的延伸(如2020年开钻的塔深5井,其设计井深近9000m)已取得许多重大的油气发现｡这正是“小荷才露尖尖角”｡显然,为进一步解决盆地深层—超深层油气勘探的问题,还有许多相关的科学技术问题需要解决｡

　　21世纪初期的石油地质勘探选区研究已初步改变了对中国最北部“天山—兴蒙地槽/褶皱带”的认识｡该区的大地构造属性应为中亚陆间区南带,主体由若干过渡性地壳块体组成且在晚古生代末期已基本拼合成稳定性较强的陆壳区｡在这些地块内部,上古生界的发育经历了从晚泥盆世到早三叠世拉张—挤压的大地构造旋回和相应的海进—海退沉积｡早期为晚泥盆世—早石炭世断陷期,以发育海相碎屑岩和火山岩为主;中､晚期为坳陷期,在晚石炭世—中二叠世海相地层最发育,晚二叠世主要沉积近海湖相细碎屑岩｡对该区上古生界影响甚大的是印支期､特别是燕山期的挤压构造形变和相应的岩浆活动以及区域性隆起-剥蚀作用｡该区的构造形变明显受地(断)块控制,强烈的形变(包括动力变质)多见于边缘,而在地震剖面上,其内部结构可见缓倾角､甚至近水平的石炭系—二叠系｡显然,上覆中生界和新生界沉积层的存在与否以及厚度大小会对上古生界的有机质演化和油气成藏､保存产生重大影响｡

　　21世纪以来,新认识指导下的油气勘探工作已获得不少新发现｡在中亚陆间区南带西段的银根—额济纳旗盆地,多处钻井中获得上古生界油气流;在中段的二连盆地及其周缘,近年来在马尼特坳陷的伊和凹陷,多口钻井揭示古生界见油气显示,如YH8井所获得的轻质原油经多种地球化学测试证明其来自晚古生代的源岩;在东段的松辽盆地内部及周围,物探和钻井证实中生界之下广泛发育上古生界,其内部存在烃源岩并见油气显示,甚至在钻遇花岗岩后,其下仍见二叠系泥岩,如汪902井的上古生界在压裂后获得产量为3.39×104m3/d的工业气流,昌401井获得产量为2072m3/d的气流｡最令人鼓舞的进展出现在中亚陆间区南带西端新疆北部,石炭系—二叠系成为其近年来增储上产的重要目标,相继在准噶尔盆地､三塘湖盆地､吐哈盆地等盆地取得重大进展｡特别是二叠系存在大量生烃岩系的认识,推动了准噶尔盆地二叠系的常规和非常规油气勘探｡进一步研究发现,准噶尔盆地上古生界的油气发育特征可以与中亚地区同层位的油气田相对比,其同属于广义的中亚陆间区南带｡

　　综上所述,基础地质和油气地质研究的进展和初步勘探实践已打破了中亚陆间区南带属于造山带､上古生界属于盆地基底的认识禁锢,为将其作为一个统一的油气新区新领域开拓对象奠定了基础｡但这也同时意味着,中亚陆间区南带的区域地质和石油地质的基础研究还相对薄弱,应特别注意补充这个短板｡

　　高原的勘探在20世纪后期进行第二轮战略评价时期已开始上工作量,但因受多种困难条件约束,进展一直较缓慢｡高原地区因地质条件不同而分为两个领域｡其一为新生界裂谷系｡例如,在横亘高原中部的班公湖—怒江裂谷系的中段—西段,目前开展的工作较多,已发现发育一串“长藤结瓜”式的含油气断陷,其中,伦坡拉盆地的工作较深入,发现发育良好的烃源岩并已取得油气流和控制储量;在高原北部可可西里—金沙江裂谷系开展的工作较少,但近年来的研究已发现发育中等—好的烃源岩｡其二为羌塘盆地｡该盆地奥陶系—白垩系沉积盖层的产状平缓,厚度达6~13km;从保存条件上看,北羌塘地区优于南羌塘地区(后者地表见长达数十千米的古油藏);已在中生界发现多套生-储-盖组合,其中,上侏罗统上部和下白垩统见油页岩和膏岩层;已进行地震概查､普查和一批参数井､预探井勘探,证明其地下勘探条件尚好,而不利条件是交通欠发达､自然环境严酷和环保约束,需要付出较高的勘探开发成本｡

　　21世纪初,中国的油气选区评价已经肯定了在中国东海､南海广泛存在几套海相中生界生烃岩系｡南海､东海和南黄海地区的地球物理工作和少量钻井资料已证实这些地区存在大面积产状平缓的中生界,其中已见多套地层中含有海相化石和生烃层｡近年来,中国山东地区东南沿岸发现下白垩统海相沉积,其岩性为浊积岩和火山岩､碎屑岩,中部夹一段400余米的灰黑色粉砂岩和黑色硅质岩薄互层,20件露头样品的测试结果显示其中17件为好和中等烃源岩｡联系到日本南部地区也存在海相中生界,推断北黄海(至少部分地区)也应有海相中生界存在｡从全球来看,中生界海相地层在油气勘探中具有重要地位｡这更坚定了将中国海域的海相中生界列为具有巨大含油气潜力的待开拓新领域的认识｡

　　非常规油气本身应归属于新领域的范畴｡与常规油气领域相比,非常规油气属于新生事物,因而在发展的初期可能碰到更多的困难,在石油地质条件相当复杂的中国更是如此｡对此,一方面,要重视非常规油气客观存在的实际问题;另一方面,也要给予充分的支持,允许其有一个不断发展成长的过程｡从中国目前的发展态势看,致密砂岩油气可能是众多非常规油气领域中可有快速发展的领域｡页岩气的发展也非常迅速,但需要在勘探地区和产层上继续扩大,以求保持发展的可持续性｡特别是在技术方法和勘探开发成本降低方面,还需要付出巨大的努力,在进一步完善第2代缝网压裂技术的基础上,尽快形成第3代缝网压裂技术｡煤层气的持续发展现在遇到了困难,仍需继续攻关｡至于油页岩和天然气水合物,还需在其经济开采的可能性上进行大量探索｡

　　待开拓领域有以下共同点:①基础区域地质和油气地质工作薄弱,这意味着不仅需要油气公司间的合作,而且需要自然资源部有关单位和高等院校的协作支持;②由于目的层埋藏深且存在多个性质不同的构造层,因而对物探和钻探技术的要求更高;③在以上因素以及许多地区的地表工作存在困难的情况下,勘探工作难度大,发展过程会遇到曲折,需要有更多的资金投入;④在预期获得的勘探成果中,天然气和凝析油气将占有更重,这将有利于中国能源供应结构的调整,因而需要更加重视对凝析油气的充分､高效利用｡

　　国际上,油气在中长期总体为供应宽松､供应略大于需求的背景,油气价格总体上将保持在中等､甚至中等偏低的水平｡从中国目前的实际情况看,即使油气勘探开发的成本不断降低,某些品级不够高的油田其盈利水平也不会高,甚至会出现一定幅度的亏损｡这将使得石油公司从目前收入中提取的用于上游的投资亦保持在低水平｡特别是对短期内不能见到经济效益的战略性开拓投资,将更加难以按期望增加,使得新一轮战略展开碰到相当大的困难｡油气工业的严峻形势使得全国上下都已经认识到,油气生产不能满足需要所带来的某种被动性,明显影响了中国经济的大循环,必须从根本上加强油气发展的动力｡油气发展需要加强顶层设计和前瞻布局,补足新区新领域战略开拓的短板,加重能源“压舱石”的分量,才能保障国民经济的持续发展和能源安全｡

　　回顾中国油气发展的历史,每一次油气勘探的战略展开和新区大规模开发都是集全国之力形成强大的合力才得以实现｡即使对于21世纪初期所进行的全国油气选区评价的若干项目,也主要由国家出资并指定负责执行的部门,集全国“产､学､研”的力量才得以取得初步进展｡为此,笔者曾多次建议成立专门的勘探基金以支持新区新领域开拓｡该项基金不仅可支持各石油公司的开拓性风险性勘探,也可为相关研究机构和高等院校的偏基础性研究工作提供条件。基金的筹措可由各石油公司提供部分,但主要由国家基本建设投资拨出｡与之相应,可成立专门的领导机构和监督机制对基金的使用进行管理｡这一条件可保障各石油公司以足够资金强化对老油气区挖潜和增储上产,保证近期油气生产的相对稳定和持续提高｡

　　(1)21世纪以来,年新增原油探明储量､产量由增转降的拐点分别出现在2012年和2015年。若无新区新领域的战略性接替,这一趋势将很难改变｡天然气的发展期比石油晚一个“相位”,其储量､产量已处于增长的高平台期｡

　　(2)页岩气的开发有了良好的起步,但其规模性生产仅限于四川盆地东南部埋深浅于4km的五峰组—龙马溪组,在空间上和层位上尚有待进一步开拓｡页岩油和致密(砂岩)油气未归于独立矿种,但其储量和产量规模已在非常规油气中居于首位｡煤层气的发展与期望值相差较大,进展缓慢｡

　　(4)储量规范有待进一步完善｡在现阶段,储量的劣质化导致探明地质储量不能准确地反映储量的经济可采性｡从市场经济体制看,剩余经济可采储量应是石油企业上报国家的最基础数据｡

　　(5)建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替｡其主要目标可包括:大盆地内部深层—超深层､中亚陆间区南带的上古生界､高原､海域海相中生界和非常规油气领域｡为此,期望设立勘探基金､支持开拓性勘探项目｡

　　本文作者:张 抗, 张立勤, 刘冬梅｡本文转自《石油学报》2022年,内容不做商用,仅用于信息传播,如有侵权,请与我们联系｡